La generación solar europea alcanzó 84,44 TWh entre el 1 de junio y el 15 de agosto, un 87% más que en 2022, y compensó con creces la peor campaña hidroeléctrica en siete años, según los datos de ENTSO-E.
La cifra no es solo un récord de producción. Es la prueba de que el mix eléctrico europeo ya no depende de una sola fuente cuando la otra falla. La hidroeléctrica cayó a 31,65 TWh, su mínimo desde 2020 en los diez sistemas con registros completos. En 2022, año de fuerte sequía ibérica, esos mismos sistemas habían producido 33,69 TWh. Vamos a los datos.
La generación combinada de agua y sol ascendió a 116,09 TWh, frente a los 78,96 TWh de 2022; un aumento del 47%. El agua aportó menos que en la sequía anterior; el sistema eléctrico en su conjunto, bastante más. Dos matices imprescindibles: la capacidad solar no creció este verano por la sequía, sino por años de instalación planificada. Y las dos sequías no golpearon las mismas regiones.
El verano en que la solar cargó con el agua
Entre junio y mediados de agosto, la generación solar del panel de diez sistemas aumentó de 45,27 TWh en 2022 a 84,44 TWh en 2026. El incremento solar, 34,74 TWh, cubrió casi tres veces el déficit hidroeléctrico de 12,61 TWh frente a la media 2020-2025. El dato sostiene la lectura de resiliencia energética.
La fotovoltaica no ha sido una casualidad. España y Alemania explican el 54% del aumento solar, mientras que los sistemas que más agua perdieron se concentran en los Alpes, Francia y el Danubio. La producción de los embalses cayó un 42,7% en Austria, un 37,9% en Italia, un 29,1% en Rumanía y un 25,9% en Francia. En cambio, la península ibérica aguantó: España cedió solo un 4,7% y Portugal aumentó un 32,4%.
La solar no creció porque los ríos bajaran; creció porque la capacidad ya estaba instalada y llegó justo cuando el agua escaseaba.
El patrón del bombeo revela una transformación más profunda. En Austria, Alemania, España y Portugal, la proporción de energía bombeada entre las 10:00 y las 16:00 pasó del 28,9% al 71,9% en Austria, del 22,3% al 71,7% en Alemania, del 22,7% al 62,5% en España y del 23,6% al 64,2% en Portugal. La hora de máximo bombeo se desplazó de la madrugada al mediodía. El el bombeo ya no espera a la noche.
Un sistema que cambió su reloj diario
La correlación entre generación solar horaria y bombeo pasó de prácticamente cero en 2020 a entre 0,83 y 0,90 en 2026 en los cuatro sistemas con datos completos. En seis veranos, la relación técnica cambió por completo; no por casualidad, sino por el precio. La hidroeléctrica de embalse dejó de competir en las horas solares y concentró su agua en la tarde.
Los precios del mediodía en Alemania cayeron del 87% de la media diaria en 2020 al 33% en 2026, y en España del 101% al 30%. Los precios negativos aparecieron en el 29% de las horas centrales del día en Alemania y en el 28% en España. La hidroeléctrica de bombeo siguió el precio: cargar a mediodía con electricidad barata y descargar a la hora punta se volvió rentable.
Parte del aumento de volumen refleja nueva planta. El pico de carga de bombeo se duplicó de 6,9 GW a 14,3 GW en el percentil 99, y solo el complejo portugués de Tâmega sumó 1,1 GW entre 2022 y 2024. Sin embargo, el cambio de horario no depende del tamaño de la flota.
Según ENTSO-E, la proporción de generación de embalse entre las 10:00 y las 16:00 cayó del 25,6% en 2020 al 10,1% en 2026, mientras que la de 18:00 a 23:00 subió del 28,9% al 35,3%. A las 13:00, la producción media de los embalses pasó de 1.050 MW a 247 MW. A las 21:00 se mantuvo cerca de 1.500 MW. El pico de descarga no se movió; el resto del día sí.
📊 Impacto ecológico en cifras
- CO2 evitado: No detallado en la fuente oficial.
- Capacidad / magnitud: 84,44 TWh de generación solar entre el 1 de junio y el 15 de agosto, un 87% más que en 2022.
- Inversión: No detallada en la fuente oficial.
- Equivalencia tangible: El mix hidro-solar combinado alcanzó 116,09 TWh, un 47% más que en el verano de 2022.
Este reordenamiento no habría sido posible sin interconexión. La solar y el déficit hidroeléctrico no coincidieron en el mapa: los países con más sol no eran los que perdieron más agua. Por eso, la clave operativa está en la red y en las horas en que aparece el excedente. Los datos no miden causalidad, registran una coincidencia que, a escala continental, estabilizó el sistema.
El bombeo hidroeléctrico ya no espera a la madrugada: se carga al mediodía siguiendo el precio y la generación solar.
En 2022, la sequía fue ibérica; en 2026, la reserva ibérica está un 96% y un 137% por encima de entonces en España y Portugal, mientras que el déficit golpea los Alpes, Francia y el Danubio. Francia llegó a situarse fraccionalmente por debajo de su peor registro en once años. La distribución regional importa más que el total.
La letra pequeña de un verano atípico
El análisis de ENTSO-E deja una lección para la transición europea. La solar no sustituyó al agua porque lo planificara, sino porque la capacidad renovable instalada en años anteriores estaba disponible. La coincidencia evitó un verano de apuros en los precios. La pregunta es si el despliegue de almacenamiento y redes seguirá el ritmo de esta nueva lógica.
La eléctrica europea ha aprendido a leer la forma del día solar. El bombeo acompaña al mediodía, los embalses reservan agua para la tarde y la red hace circular el excedente donde falta. La resiliencia no vino del agua; vino del sistema que el agua ayudó a crear.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: El mix hidro-solar europeo alcanzó 116,09 TWh este verano, un 47% más que en 2022, pese a la caída hidroeléctrica.
- Modelo que cambia: El bombeo hidroeléctrico abandona la madrugada para cargarse al mediodía, siguiendo el precio solar y optimizando cada TWh.
- Para las próximas generaciones: La resiliencia frente a sequías se apoya en capacidad solar, almacenamiento y red, no en una sola fuente.
